Pleurer sur le lait renversé
Jean Pierre Riou
La raréfaction des ressources demande un regard nouveau sur l’utilisation de celles dont nous disposons, surtout lorsqu’elles sont décarbonées.
L’énergie finale que nous consommons ne représente qu’une partie de l’énergie primaire mise en œuvre pour la produire, et si la totalité n’en est pas récupérable, le temps n’est plus au gaspillage des 2/3 de l’énergie primaire à notre disposition, actuellement relâchée stérilement dans l’environnement sous forme de chaleur.
Et cette réflexion doit interroger le passé pour mieux éclairer l’avenir.
L’énergie dans le monde
Sur un total de 624 exajoules (1 EJ = 277,7 TWh), les 3/4 de la production mondiale d'énergie primaire (2021) provient des énergies fossiles (79%).
Le nucléaire en a fourni 5% et l’usage traditionnel de la biomasse 4%.
Les 12% « autres » restants sont inégalement répartis entre les productions des bioénergies modernes (7%), de l'hydraulique (3%), de l'éolien (1%) et du solaire (1%).
Le graphique ci-dessus illustre le bilan 2022 de l'Agence internationale de l'énergie (World Energy Outlook 2022) [1] et récapitule dans la partie droite les 12% « autres » regroupées par convention sous le même concept d’ "énergies renouvelables" (EnR), malgré leur grande disparité de nature précisée ci-dessous.
Le défi climatique consistant à remplacer les 79% de production fossile.
Les énergies renouvelables : un concept fourre tout et trompeur
Il y a 2 siècles, la biomasse représentait la quasi-totalité de la production mondiale d’énergie [2] en utilisant le cycle de la matière vivante, végétale ou animale. Ses émissions de gaz à effet de serre sont d’autant plus importantes que sa combustion est mal optimisée. Pour l’AIE, cette biomasse traditionnelle « fait référence à l'utilisation de la biomasse solide avec des technologies de base, telles qu’un foyer à trois pierres ou des fourneaux de cuisine rudimentaires, souvent avec des cheminées qui fonctionnent mal ou pas du tout ». L’AIE déplore qu’une centaine de millions de personnes soient contraintes aujourd’hui à retourner à ces pratiques anciennes en raison de la crise économique et sanitaire. L’AIE distingue cette biomasse traditionnelle qu’elle ne compte pas dans les énergies renouvelables des « bioénergies modernes » qui représentent à elles seules plus de la moitié des énergies renouvelables, avec 7% d’un total de 12%.
Les bioénergies modernes regroupent des combustibles solides (36 EJ) liquides (4EJ) et gazeux (1EJ) ainsi que d’autres technologies (5EJ). Leurs émissions sont calculées, par convention, en fonction du CO2 capturé pendant la croissance du combustible concerné.
Pour l’ADEME, « le carbone biogénique est le carbone contenu dans la biomasse d’origine agricole ou forestière, émis lors de sa combustion » [3] et le calcul de son flux est fonction de la réduction, ou non, de ses réserves naturelles. Il y a « puits de carbone » si le flux est négatif, c'est-à-dire si les réserves augmentent.
Son calcul est fonction de la problématique du changement d’affectation des sols (CAS) destiné à le faire pousser. Le même éthanol, notamment, passerait ainsi de 128gCO2/kWh dans le scénario d’un CAS « optimiste », à 825gCO2/kWh dans le CAS « maximal », selon la base carbone de l’Ademe [4].
Ce changement d’affectation des sols compromet effectivement le caractère durable de la biomasse, comme le chiffre le rapport de juillet 2022 [5] « Land-use intensity of electricity production and tomorrow’s energy landscape », récemment repris par Bloomberg [6]qui chiffre les besoins en espace naturel pour la production d’un TWh à 58 000 hectares pour la biomasse contre 7,1 ha pour le nucléaire. Et notamment 12 000 ha de champs d’éoliennes (spacing) pour produire 1 TWh, dont 130 ha pour la seule empreinte au sol des machines (footprint).
L’hydraulique est régulièrement dénoncé par les écologistes qui se mobilisent à chaque nouveau projet en raison de ses impacts indéniables sur l'écosystème.
Enfin, outre leurs besoins en espace naturel et en matériaux critiques [7], la spécificité des productions éolienne et solaire consiste à dépendre strictement des conditions météorologiques.
L’énergie en France
La production française d’énergie étant décarbonée à plus de 90% pour avoir cessé quasiment toute exploitation de pétrole, de gaz et de charbon sur son sol, le défi consiste à décarboner sa consommation d’énergie. En termes d’énergie primaire, faute de pétrole, de charbon et de gaz, l’atout français de la production nucléaire est incontournable et saute aux yeux dans l’illustration ci-dessous provenant du ministère.
Dans ces « Chiffres clés de l’énergie » [8], le ministère retrace l’historique de cet avantage : « À la suite de la mise en place du programme nucléaire, la production française d'énergie primaire est passée de 514 TWh en 1973 (dont 9 % de nucléaire) à 1 423 TWh en 2020 (dont 75 % de nucléaire »).
Ajoutons deux observations complémentaires :
- La production d’énergie primaire du nucléaire a été de 1072 TWh en 2020, soit 41,7% de la consommation, la différence avec les 40% indiqués sur le graphique provenant de l’électricité exportée, ainsi que l’explique ce même document.
- Ces 41,7% correspondent à un recul de la production nucléaire qualifié d’ « historique » par RTE, dans son bilan électrique 2020 et qu’il attribue notamment à la fermeture de la centrale de Fessenheim.
Selon le Ministère cette « production nucléaire retombe ainsi à un niveau qui n’avait pas été observé depuis la fin des années 1990 ».
Le gâchis d’énergie primaire
Les données de RTE sont exprimées en énergie finale, c'est-à-dire en TWh électriques après que les 2/3 de l’énergie primaire nucléaire utilisés pour les produire ont été rejetés stérilement dans l’environnement.
Pour autant, la notion d’énergie primaire reste fondamentale pour prendre en compte la source d’énergie dont nous disposons avant transformation en électricité.
L’efficacité énergétique et les économies d’énergie représentent la moitié d’un domaine dont la production de cette énergie constitue l’autre aspect.
Ce principe, répété à l’envi par des politiques, reste valide pour l’optimisation du gisement d’énergie primaire dont nous disposons, et d’autant plus valide pour le nucléaire qu’il est quasiment la seule énergie que nous produisons.
Alors qu’on dispose des technologies permettant d’éviter ce gâchis, non seulement grâce à la cogénération nucléaire mais également aux nombreuses applications non électriques de cette filière.
Cogénération nucléaire
En 2017, le CEA avait publié un important document [9] sur la cogénération nucléaire, d’où est extraite l’illustration ci-dessous, expliquant qu’avec une modification du seul circuit secondaire, la cogénération pouvait faire passer le rendement d’une centrale électrique de 33% à plus de 80%, avec des pertes thermiques de 2% sur une distance de 100 km.
l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) et la Nuclear energy agency (NEA) ont publié un rapport [11] mettant en avant les nombreuses applications nucléaires non électriques « pour le chauffage urbain, le dessalement d’eau de mer, la chaleur industrielle, l’hydrogène ou la propulsion ».
Ses interrogations sont édifiantes : « Quel est le rôle des pouvoirs publics ? Examinent-ils sérieusement toutes les options nucléaires dans le cadre de leur politique énergétique nationale en faveur de la réduction des gaz à effet de serre et de la sécurité d’approvisionnement en énergie ? »
Le véritable prix du nucléaire
En 2020, l’Agence internationale de l’énergie publiait un calculateur interactif [12], mis à jour notamment en novembre 2022, permettant de comparer le coût du MWh, ou Levelised Cost of Electricity (LCOE) de chaque filière de production d’électricité, en permettant d’entrer des données telles que le cours du gaz ou du charbon, de la taxe carbone ou du taux d’actualisation du capital engagé. Ce calculateur intègre les particularités de chaque pays et des types de centrales localement concernées.
Trois points forts en ressortent
- La prolongation du nucléaire français existant est, de très loin, la plus rentable de toutes les filières de production d’électricité avec notamment un MWh à $35,15 pour 1000MW prolongés de 10 ans et $30,65/MWh pour une prolongation de 20 ans.
- Avec un taux d’intérêt de 7%, le nucléaire français de génération III de 1650MW (EPR2) est déjà très compétitif $71,10/MWh, et ce coût tombe à $45,27/MWh avec un taux de 3%. Ce qui correspond au prix du MWh éolien onshore ($43,77) et qui le rend plus compétitif que l’éolien offshore français ($68,19/MWh).
- Avec ce taux de 3%, une centrale à gaz se trouverait disqualifiée par l’augmentation actuelle du coût du carbone et une augmentation de 150% du prix du gaz qui amènerait le MWh d’une CCGT de 500MW à $102,23/MWh. (Ce coût concerne une centrale belge, à défaut de données disponibles concernant un projet de centrale française à gaz).
Notons que cette évaluation de la rentabilité de l’EPR2 est compatible avec les chiffres publiés par le gouvernement [13] en septembre 2022, qui évaluent son MWh à 100€(2020) pour un coût de capital de 7%, et à 40€/MWh pour un taux de 1%.
Mais surtout, le rapport de l’AIE dont est issu le calculateur attire l’attention sur l’insuffisance du LCOE pour comparer la compétitivité des différentes filières en raison des coûts induits sur le système électrique par l’intermittence de certaines productions (renforcement du réseau, besoins supplémentaires de flexibilité, moyens de stockage et de backup). Le rapport mentionne la nécessité de la notion plus large de VALCOE (value-adjusted LCOE) pour intégrer ces surcoûts dans les MWh produits sans corrélation avec les besoins.
La fragilisation de la seule alternative connue
La spécificité des 2% constitués par éolien et photovoltaïque impacte la robustesse du système électrique qui représente malheureusement la seule alternative connue aux énergies fossiles. En décembre 2021, le gestionnaire du réseau européen ENTSOE avait rappelé l’importance de l’inertie dynamique permise par la masse considérable des turboalternateurs des centrales conventionnelles qui tournent de façon synchrone sur le réseau européen à 50 Hz, et le besoin croissant d’une telle inertie [14] pour en stabiliser l’équilibre afin d’éviter des incidents sévères. L’ENTSOE introduit clairement son rapport sur le sujet [15] en ces termes :
« La diminution des niveaux d'inertie - en raison de l'intégration à grande échelle des sources renouvelables - pose des défis à long terme pour la stabilité des fréquences du système de transport, avec des impacts possibles sur la résilience du futur système »
Ce 15 novembre 2022, General Electric vient notamment de presser l’Allemagne à réaliser les 30GW [16] supplémentaires de centrales à gaz nécessaires avant 2030 pour stabiliser rapidement les variations de sa production. En France le gestionnaire du réseau n’ignore pas que l’introduction des énergies renouvelables est « un vrai challenge que RTE devra relever », [17] selon ses propres termes.
En mai 2021, l’Agence internationale de l’énergie publiait un rapport [18] montrant la difficulté de « garantir un approvisionnement fiable et durable en éléments vitaux pour les véhicules électriques, les réseaux électriques, les éoliennes et d'autres technologies clés » de notre modèle intermittent de transition énergétique bien plus gourmand en minéraux que le système conventionnel [19].
Le rendez-vous raté
Contrairement au discours convenu, l’urgence actuelle n’est pas de rattraper un retard quelconque mais, avant toute chose, de prendre toute la mesure de ce qu’auraient pu permettre 25 années d’une politique visionnaire et courageuse qui aurait prolongé l’épopée nucléaire d’EDF après l’année 1996 qui a marqué la fermeture de Superphénix pour cause d’accord du PS avec les verts.
Politique énergétique qui aurait notamment profité de son rang de premier exportateur mondial d’électricité pour refuser de dépendre excessivement de nos voisins pour assumer nos choix.
Choisissant de prolonger la meilleure année de fonctionnement de Superphénix pour développer sa technologie de surgénération pour laquelle nous disposons de 5000 ans de combustible en réserve [20] sous forme de notre stock d’uranium appauvri.
De profiter d’un parc nucléaire intégralement remboursé par EDF grâce à la seule vente de ses kWh, parmi les moins chers d’Europe et de cette véritable rente ainsi assurée pour anticiper le renouvellement du parc de production, et augmenter la puissance des réacteurs existants (Power uprate), ainsi que les États-Unis l’ont déjà pratiqué 171 fois depuis 1977 [21], ou que la Belgique l’a fait sur son parc à l’occasion de ses réparations pour corrosion sous contrainte [22].
Au lieu de quoi l’État s’est ingénié à spolier EDF de sa « rente nucléaire », en décidant notamment en 2013 de la mettre à contribution pour financer la Transition énergétique [23], ou en obligeant EDF depuis 2011 à en recéder 100TWh (120TWh aujourd’hui) à ses concurrents par l’obligation de l’ARENH [24]. S’est ingénié à vouloir diminuer la puissance de son parc, y compris en fermant des réacteurs en parfait état de sûreté, comme le jugeait l’ASN en 2019 [25] pour Fessenheim.
A démobiliser la filière au nom d’une énergie du passé, l’incitant
davantage à changer de métier pour démanteler ses réacteurs.
La fin de l’indépendance allemande
Selon les chiffres de l’industrie énergétique allemande AGEB [26] les énergies renouvelables représentent désormais plus de la moitié de la production totale d’énergie primaire avec 55% en 2021, et même 57,6% en 2020. Mais en termes de consommation, les énergies renouvelables ne représentent plus que 15,7%, dans ce même document (contre 12,9 en France dans l’illustration du ministère).
Le site Enerdata permet de compléter avec les mêmes critères ce parallèle franco-allemand : selon ses chiffres, l’Allemagne a consommé en 2021 286 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtoe) d’énergie primaire pour une production de 102 Mtoe, quand la France en a consommé 235 pour une production de 128 Mtoe.
Soit une production nationale de 54,5% de sa consommation pour la France et de 35,7% pour l’Allemagne.
Notons que, toujours selon Enerdata, l’Allemagne produisait 40,3% de son énergie primaire en 2000 et 53,1% en 1990. Prouvant ainsi l’incapacité de ses énergies renouvelables à compenser la perte d’indépendance énergétique liée à la réduction de ses ressources fossiles.
La souveraineté énergétique ayant en effet une autre dimension que celle consistant à inonder (en le fragilisant) le réseau électrique européen dès que le vent souffle.
Le lait renversé
Il importe de prendre la mesure de notre potentiel d’alternatives aux énergies fossiles ainsi sacrifié sur l’autel d’un électoralisme honteux de vivre au pays le plus nucléarisé du monde, au lieu de mettre courageusement en avant l’intérêt de diminuer d’autant notre dépendance au gaz et au pétrole, au cas où leur approvisionnement viendrait à manquer.
De ne pas voir notre industrie nucléaire simplement à travers ce qu’elle est, et vouloir tuer son chien en disant qu’il est malade. Mais comprendre ce qu’elle aurait pu être, pour nous donner l’envie des efforts qu’elle mérite.
Car seule, une analyse honnête des années passées peut permettre la justesse du diagnostic présent. Analyse des opportunités délaissées, diagnostic des plaies béantes du mix énergétique d’aujourd’hui.
Diagnostic porteur de larmes sur le lait renversé, mais diagnostic indispensable avant l’application de tout traitement.
La précipitation s’accorde mal avec l’indispensable vision de long terme de la planification des infrastructures, et de la conscience des conséquences des rustines éparses appliquées dans le plus grand désordre. Même si le temps presse.
La sanctuarisation du principe de précaution dans notre constitution a pu faire croire à l’avènement du risque 0, incitant à bâtir des châteaux en Espagne et, délaissant la proie pour l’ombre, à condamner notre parc nucléaire, dont on comprend seulement aujourd’hui qu’on ne pourra pas se passer de sitôt.
Il est temps de mesurer la gravité du danger que nous aurons désormais bien du mal à éviter, sans minimiser la menace que nous entretenons sur le cœur même de notre système électrique.
Et d’assumer enfin d’éventuelles erreurs passées avant de retrousser nos manches.
1 https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2022
2 https://ourworldindata.org/global-energy-200-years
3 https://bilans-ges.ademe.fr/documentation/UPLOAD_DOC_FR/index.htm?solides2.htm
5 https://journals.plos.org/plosone/article?id=10.1371/journal.pone.0270155
6 https://www.bloomberg.com/opinion/features/2022-10-30/climate-crisis-it-s-better-to-mine-the-world-s-rainforests-than-farm-them?leadSource=uverify%20wall
7 https://energy.glex.no/footprint
9 https://www.sfpnet.fr/uploads/tinymce/PDF/SFP-2017-Safa-Cogeneration.pdf
11 https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_33955/produits-de-l-energie-nucleaire-hors-electricite
12 https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/levelised-cost-of-electricity-calculator
13 https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/2022.02.18_Rapport_nucleaire.pdf
14 http://lemontchampot.blogspot.com/2021/12/stabilite-dynamique-et-blackout-en.html
20 https://www.sfen.org/rgn/astrid-avancee-marquante-rapide/
22 https://rgn.publications.sfen.org/articles/rgn/abs/2010/05/rgn20105p55/rgn20105p55.html
24 https://www.cre.fr/Pages-annexes/Glossaire/arenh
26 https://ag-energiebilanzen.de/
27 https://yearbook.enerdata.net/electricity/world-electricity-production-statistics.html
Mr Riou, vous etes la seule personne a comprendre la realité acoustique des eoliennes. J ai lu Rand et Cooper depuis des années. Voudriez vous mon email ?
RépondreSupprimercharivari16@gmail.com
Il faut que ce pays s equippe en instruments de mesure des frequences eoliennes chez Bruel et Kjaer . La mesure des Hertz et du spl. Pas des mesures en dB.
A bientot j espere car j ai autre chose a partager